謝 濤 ，陳 毅，韓耀圖，張 磊

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

優(yōu)快鉆井液技術(shù)推動(dòng)歧口18-1油田二次跨越.

謝 濤 ，陳 毅，韓耀圖，張 磊

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

歧口18-1油田需要進(jìn)行二次調(diào)整開發(fā)，以減少鉆完井周期，降低作業(yè)成本，提高綜合開發(fā)效益。通過優(yōu)化鉆井液方案，提出了上部非儲(chǔ)層井段 “快鉆” 鉆井液工藝技術(shù)，提高上部地層鉆速；下部?jī)?chǔ)層井段以“油氣層保護(hù)”為核心，通過降低鉆井液密度，應(yīng)用井壁加固技術(shù)提高井壁穩(wěn)定性，減少井下復(fù)雜情況，提高鉆井液承壓封堵性及防水鎖性傷害等一系列技術(shù)來提高對(duì)壓力衰竭儲(chǔ)層的保護(hù)；成功研制了具有較低活度的復(fù)合鹽HIBDRILL鉆井液體系及配套的中低孔滲油氣層保護(hù)技術(shù)，減少井下復(fù)雜情況和井下事故，實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)層段“安全優(yōu)質(zhì)”鉆井。該油田實(shí)施的8口調(diào)整井鉆井周期節(jié)約58天，投產(chǎn)后單井產(chǎn)能超過配產(chǎn)，達(dá)到了該油田“優(yōu)快鉆完井”目標(biāo)，為渤海油田“二次跨越”提供了先導(dǎo)示范。

歧口18-1油田；優(yōu)快鉆完井；鉆井液技術(shù)；二次跨越

歧口18-1油田位于渤海西部海域，距塘沽港41 km，構(gòu)造上位于歧南斷階帶海4斷層的下降盤，歧南斷階帶靠近歧口凹陷，分為東南、中、西3個(gè)高點(diǎn)，均為斷背斜構(gòu)造。油田于1991年被勘探發(fā)現(xiàn)，沙河街組儲(chǔ)層探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量808.00×104t。油田于1995年進(jìn)入開發(fā)階段，1997年12月投產(chǎn)。本次調(diào)整主要是針對(duì)中高點(diǎn)，以完善注采井網(wǎng)，提高綜合采收率和開發(fā)效果。

歧口18-1油田也是渤海“優(yōu)快鉆井”技術(shù)的第一個(gè)示范油田，通過采用一系列先進(jìn)鉆完井技術(shù)，優(yōu)化組織管理和獎(jiǎng)懲機(jī)制，所鉆開發(fā)井平均完鉆井深3594 m，平均建井周期為23.7天，打破多項(xiàng)海洋鉆井記錄，成為渤海“優(yōu)快鉆井”精神的一面旗幟。2012年歧口18-1油田綜合調(diào)整項(xiàng)目被中海油天津分公司列為“優(yōu)快二次創(chuàng)新”試點(diǎn)項(xiàng)目，如何進(jìn)一步提升鉆井作業(yè)效率，提高綜合調(diào)整開發(fā)效益成為該油田綜合調(diào)整的重點(diǎn)工作。

1 歧口18-1油田地質(zhì)油藏概況

1.1 油田構(gòu)造特征

歧口18-1油田構(gòu)造為一受斷層控制的半背斜，自西向東存在3個(gè)高點(diǎn)，高點(diǎn)間呈鞍部或斷層分開；構(gòu)造總體南高北低，油田主體在中高點(diǎn)。中、西高點(diǎn)構(gòu)造的南側(cè)是海4大斷層，控制整個(gè)構(gòu)造的發(fā)育。本次調(diào)整開發(fā)鉆井井全位于中高點(diǎn)，中高點(diǎn)生產(chǎn)井開發(fā)層位均為ES2和ES3油組。

1.2 油田儲(chǔ)層特征

歧口18-1油田自上而下鉆遇第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組、古近系東營組和沙河街組。油層發(fā)育于東營組和沙河街組，其中沙河街組二段(沙二段)含油層系為油田的主力油層。沙二段油層段細(xì)分為5個(gè)油組，沙三段分為兩個(gè)油組，埋深為3000～3300 m，為一套不同粒級(jí)的砂巖和泥巖互層。沙二段儲(chǔ)層巖性以中-細(xì)砂巖為主，屬扇三角洲前緣沉積(表1)。儲(chǔ)集空間次生孔隙發(fā)育，主要有粒間孔、粒內(nèi)溶孔，孔隙中黏土礦物充填較少。常規(guī)巖心分析表明儲(chǔ)集層物性中等偏好，多數(shù)樣品孔隙度為17%～22%，滲透率平均在100 mD左右，孔隙度與滲透率有較好的相關(guān)性，儲(chǔ)層溫度約為120℃，儲(chǔ)層原始?jí)毫?0～32 MPa，屬于正常溫度和壓力系統(tǒng)。

表1 歧口18-1油田地質(zhì)分層表

2歧口18-1油田調(diào)整鉆完井挑戰(zhàn)

1994—1996年岐口18-1油田進(jìn)入開發(fā)鉆井階段，共實(shí)施4口開發(fā)井和1口評(píng)價(jià)井；2002年根據(jù)研究資料及油田生產(chǎn)情況，鉆P5及P6兩口調(diào)整井；2010年初根據(jù)油田生產(chǎn)情況，西高點(diǎn)鉆P8井，中高點(diǎn)鉆P9井。油田生產(chǎn)期間主要給下游供氣，一直采用衰竭式開發(fā)，主力油層壓力下降比較嚴(yán)重，直到2005年油田才轉(zhuǎn)為注水開采，儲(chǔ)層壓力得到一定恢復(fù)。因此在調(diào)整開發(fā)階段，如何確保衰竭儲(chǔ)藏鉆完井作業(yè)安全、減少井下復(fù)雜情況，如何做好衰竭油氣藏油氣層保護(hù)，如何提高鉆速降低作業(yè)周期等成為重要挑戰(zhàn)。

2.1 主力儲(chǔ)層壓力衰竭帶來的挑戰(zhàn)

從圖1可以看出，主要儲(chǔ)層壓力已經(jīng)從原始的30～32 MPa下降至2005年的14.8 MPa，下降了近50%；通過后期注水，2010年底地層壓力逐漸回升至24.5 MPa。如果以1.30 g/cm3的鉆井液鉆開垂深3150 m的儲(chǔ)層，鉆井液與儲(chǔ)層之間存在15 MPa左右的壓差，帶來的鉆井風(fēng)險(xiǎn)主要有：①高壓差作用下容易造成鉆具粘卡；②測(cè)井時(shí)，測(cè)井儀器和測(cè)井電纜容易被卡住；③鉆井過程中，鉆井液容易漏失，影響鉆井效率，同時(shí)對(duì)井壁穩(wěn)定造成不利影響；④鉆井液大量漏失增加了油氣層保護(hù)難度；⑤固井液容易漏失，影響固井質(zhì)量。

2.2 井下復(fù)雜情況多

由圖2可以看出，歧口18-1油田井下復(fù)雜情況以鉆具阻卡、尾管阻卡和電纜阻卡為主，占總非生產(chǎn)時(shí)間的89%。因此要提高鉆井作業(yè)效率，需要進(jìn)一步提高井眼清潔度和穩(wěn)定性，避免井壁坍塌和井眼縮徑，保證起下鉆、測(cè)井和下尾管固井作業(yè)順利進(jìn)行。

圖1 歧口18-1油田主力儲(chǔ)層靜壓逐年變化圖Fig.1 The static pressure of the main reservoir in QK18-1 Oilfield is changed year by year

圖2 歧口18-1已鉆鄰井非生產(chǎn)時(shí)間統(tǒng)計(jì)圖Fig.2 Statistics of NPT of adjacent wells in QK18-1 Oilfield

2.3 各井段鉆井提速空間大

從表2可以看出，歧口18-1油田所鉆的常規(guī)定向井平均完井深3594 m，平均建井周期為23.7天。其中上部12-1/4 in井段平均機(jī)械鉆速為42 m/h，下部8-1/2 in井段機(jī)械鉆速14 m/h，各井段的鉆速都有較大的提升空間，鉆井周期還可以進(jìn)一步降低。

針對(duì)本次調(diào)整開發(fā)常規(guī)定向井井斜小、井眼軌跡容易控制和三開井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)等特點(diǎn)，對(duì)12-1/4 in非儲(chǔ)層段提出了“快速”鉆井液作業(yè)方案，采用海水膨潤土漿盡量深鉆，簡(jiǎn)化鉆井液體系，提高大尺寸長裸眼進(jìn)一步釋放機(jī)械鉆速；對(duì)8-1/2 in儲(chǔ)層段提出“優(yōu)質(zhì)”鉆井液作業(yè)方案，提高對(duì)壓力衰竭儲(chǔ)層的承壓封堵性能，采用井壁加固技術(shù)提高井壁穩(wěn)定性，減少鉆井液中固相含量以提高鉆速等措施[1]。

3 上部非儲(chǔ)層段“快速”鉆井液作業(yè)技術(shù)

對(duì)上部非儲(chǔ)層段的12-1/4 in井眼，歧口18-1油田開發(fā)井1500 m前采用海水膨潤土漿，本次調(diào)整井在沿用以前開發(fā)井鉆井液成功經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上進(jìn)一步優(yōu)化，以提高上部井段機(jī)械鉆速、減少起下鉆過程中的阻卡、減少倒劃眼時(shí)間，避免井下復(fù)雜情況，具體的改進(jìn)措施如下：①盡量降低鉆井液黏度，提高鉆井液對(duì)井壁的沖刷能力；②1000 m井段后采用海水膨潤土漿加清潔纖維，提高井眼清潔程度；③在海水膨潤土漿鉆進(jìn)井段不控制失水，嚴(yán)格控制固相含量[2-3]，以提高機(jī)械鉆速；④將海水膨潤土漿轉(zhuǎn)化為海水聚合物鉆井液，轉(zhuǎn)換深度控制在2000 m左右；⑤中完后提高下部東營組井段的潤滑性和井壁穩(wěn)定性，保證下套管順利。

表2 歧口18-1區(qū)塊歷年所有鉆井資料統(tǒng)計(jì)表

以P10井二開井段為例，其現(xiàn)場(chǎng)鉆井液操作和維護(hù)過程具體如下：①海水膨潤土漿鉆進(jìn)過程中每2～3柱掃5～8m3稠膨潤土塞(500～1000 m)；②井深超過1000 m后用稠塞(稠膨潤土+清潔纖維0.1%～0.2%)清掃井眼；③1000 m后加入隨鉆堵漏劑和超細(xì)碳酸鈣等填充高滲砂礫巖地層孔喉[4]；④鉆進(jìn)至1986 m，將海水膨潤土漿轉(zhuǎn)換為海水聚合物體系，提高漏斗黏度、塑性黏度和切力，降低鉆井液API失水至5 mL以下，倒劃眼起鉆至490 m，起鉆至13-3/8 in套管鞋(394 m)；⑤下鉆繼續(xù)鉆進(jìn)至中完井深2381 m，短起至1152 m井眼順暢，下鉆至井底循環(huán)處理泥漿，加入潤滑劑、塑料小球和石墨以提高長裸眼井段鉆井液潤滑性，起鉆至井口，轉(zhuǎn)入下套管作業(yè)。

從表3、圖3可以看出，上部井段轉(zhuǎn)換前采用海水膨潤土漿，漏斗黏度在30 s左右，可提高對(duì)井壁沖刷能力和上部泥巖地層井徑擴(kuò)徑率；API失水50 mL左右，較高的失水有利于提高機(jī)械鉆速。1986 m轉(zhuǎn)化為海水聚合物后，提高了漏斗黏度和塑性黏度，降低了API失水以提高井壁穩(wěn)定性。

表3 歧口18-1-P10井二開井段鉆井液典型性能表

圖3 歧口18-1-P10井二開井段鉆井液性能圖Fig.3 Performance of drilling fluid in second spudding section of the well QK18-1-P10

采用上述鉆井液技術(shù)作業(yè)8口井，平均鉆井液轉(zhuǎn)化深度為1907 m，平均機(jī)械鉆速為95 m/h，是開發(fā)井的2倍多，平均單井倒劃眼時(shí)間為12.46 h，中完鉆井周期下降了近50%，作業(yè)結(jié)果見表4。

4 下部?jī)?chǔ)層“優(yōu)質(zhì)”鉆井液作業(yè)技術(shù)

8-1/2 in井段要鉆開沙河街儲(chǔ)層段，開發(fā)井主要采用氯化鉀聚合物聚合醇鉆井液完鉆，主要井下復(fù)雜情況和事故見表5。

表4 歧口18-1油田8口井12-1/4in井段作業(yè)統(tǒng)計(jì)表

表5 歧口18-1油田已鉆井8-1/2 in井段主要井下復(fù)雜情況和井下事故表

從表5可以看出，8-1/2 in井段主要的井下復(fù)雜情況有：東營組易泥包、起下鉆易遇阻；下7 in尾管至沙河街地層時(shí)易遇阻；以密度1.27 g/cm3完鉆時(shí)東營和沙河街組地層都出現(xiàn)井壁失穩(wěn)現(xiàn)象。為解決這些問題，對(duì)8-1/2 in井段鉆井液技術(shù)進(jìn)行優(yōu)化，主要措施包括：①通過引入復(fù)合鹽[5-6]，進(jìn)一步提高8-1/2 in井段鉆井液的抑制性，防止產(chǎn)生鉆頭泥包現(xiàn)象；②通過引入復(fù)合鹽，降低鉆井液濾液活度，提高8-1/2 in井段鉆井液防塌性；③引入井壁加固技術(shù)[7-8]，通過液相和固相雙重封堵，提高鉆井液承壓封堵及井壁穩(wěn)定性；④加重材料由重晶石粉改為石灰石粉，提高對(duì)中低孔滲儲(chǔ)層孔喉的封堵匹配性[9-11]；⑤石灰石粉與甲酸鹽復(fù)配可降低鉆井液固相含量，提高機(jī)械鉆速，完井時(shí)可酸化解除；⑥鉆井液中加入防水鎖劑，與后期防水鎖型完井液配合，預(yù)防中低孔滲儲(chǔ)層水鎖性傷害[12-13]。

通過以上技術(shù)改進(jìn)，成功研制了具有較低活度的復(fù)合鹽HIBDRILL鉆井液體系及配套的中低孔滲油氣層保護(hù)技術(shù)，以減少井下復(fù)雜情況和井下事故、減少鉆井液浸泡時(shí)間、降低鉆井液密度的同時(shí)提高井壁穩(wěn)定性，最終實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層段的“優(yōu)質(zhì)”鉆進(jìn)，提高油氣層綜合保護(hù)效果。

HIBDRILL鉆井液體系配方：3%海水膨潤土漿+ 0.3%PF-PACLV+0.1%PF-XCH+1.5%PF-DYFT+1.5%PF-LPF+1%～2%PF-EPF+1.5%PF-TEMP+1.5%PF-SMPC+5%KCl+10%～15%PF-COK+3%PF-JLXC，石灰石加重至1.32 g/cm3。

實(shí)驗(yàn)表明(表6)，HIBDRILL鉆井液體系具有穩(wěn)定的流變性和良好的封堵能力，與氯化鉀/聚合物/聚合醇相比，鉆井液承壓能力顯著提高。

表6 HIBDRILL鉆井液120℃流變性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果表

注：①熱滾條件：120 ℃*16 h；②HTHP失水和HTHP砂床失水條件為120 ℃*3.5 MPa；③砂子目數(shù)：40～60目。

從表7可以看出，HIBDRILL鉆井液在固相含量、潤滑性、承壓能力和界面張力等方面性能良好，在滲透率恢復(fù)值方面也有一定優(yōu)勢(shì)，是一種既可提高機(jī)械鉆速，又有利于下部井段井壁穩(wěn)定性和油氣層保護(hù)的“優(yōu)質(zhì)”鉆井液體系。

從表8可以看出，應(yīng)用優(yōu)質(zhì)鉆井液體系后，8-1/2 in井段后期完鉆的8口井機(jī)械鉆速與開發(fā)井相比提高了100%；平均單井倒劃眼時(shí)間為4.72 h；測(cè)井及下套管作業(yè)全部一次性成功，沒有出現(xiàn)井下事故，平均鉆井生產(chǎn)時(shí)效高達(dá)93.04%；平均單井完鉆周期為11.11天，與開發(fā)井相比減少了40%左右；返排投產(chǎn)產(chǎn)量達(dá)到并超過了配產(chǎn)，油氣層保護(hù)效果良好。實(shí)現(xiàn)了該油田鉆前制訂的上部地層“快鉆”和下部地層“優(yōu)鉆”的作業(yè)目標(biāo)，推動(dòng)歧口18-1油田二次跨越目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。

表7 HIBDRILL鉆井液與氯化鉀聚合聚合醇鉆井液性能對(duì)比表

表8 歧口18-1油田8口井全井作業(yè)統(tǒng)計(jì)表

5 結(jié)論和建議

(1)歧口18-1油田上部“快鉆”、下部“優(yōu)鉆”的鉆井液作業(yè)方案是成功的。

(2)上部地層采用“快速”鉆井液技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了鉆速提高100%，鉆井周期下降100%的作業(yè)目標(biāo)。

(3)下部地層采用“優(yōu)質(zhì)”鉆井液技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了鉆速提升、井壁穩(wěn)定和油氣層保護(hù)的多重目的。

(4)首次成功在開發(fā)調(diào)整井中大規(guī)模應(yīng)用低活度復(fù)合鹽鉆井液及其中低孔滲儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)。

(5)整個(gè)項(xiàng)目節(jié)省鉆井周期50天左右，與開發(fā)井相比減少了40%，優(yōu)快鉆井液技術(shù)的應(yīng)用對(duì)渤海油田實(shí)現(xiàn)“二次跨越”具有重要借鑒意義。

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Excellent Fast Drilling Fluid Technology Promoting the Development of Qikou18-1 Oilfield with Two Leaps

Xie Tao， Chen Yi， Han Yaotu， Zhang Lei

(CNOOCChinaLimitedTianjinBranch,Tianjin300452,China)

The Qikou 18-1 Oilfield needs the second adjustment to reduce the drilling and completion cycle, reduce the operating cost and improve the comprehensive development benefit. By optimizing the drilling fluid scheme, the “quick drilling” drilling fluid technology in the upper non-reservoir section is proposed to improve the drilling rate of the upper strata. The lower reservoir section is the core of the “oil and gas layer protection”. By reducing the drilling fluid density, wellbore reinforcement technology to improve the stability of the shaft wall, reduce the complexity of the underground, improve the drilling fluid pressure sealing and waterproof lock damage and a series of techniques to improve the protection of pressure depleted reservoirs; successfully developed a low activity of the composite salt HIBDRILL drilling fluid system and supporting the low porosity and osmotic reservoir protection technology to reduce the underground complex and underground accidents, to achieve the reservoir “safe high quality” drilling. The eight wells of the oilfield were adjusted to save 58 days. After the production, the single well production capacity exceeded the production area, which reached the target of “excellent drilling and completion” in the oilfield, which provided the pilot demonstration for the “second crossing” of the Bohai Oilfield.

QK18-1 Oilfield; excellent fast drilling; drilling fluid technology; the second leap

TE357

A

*第一作者簡(jiǎn)介：謝濤(1981—)，工程師，從事于海洋石油鉆井設(shè)計(jì)工作。郵箱：xietao3@cnooc.com.cn.